Совершенствование сервисного обслуживания оборудования нефтяных скважин на базе ОАО "Северо-Западные Магистральные нефтепроводы" г. Пермь iелью улучшения качества оказываемых услуг
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
начальных 22.8 т/сут до 0.8 т/сут в течение 53 месяцев.
В связи с уменьшением дебита в 2004 году проведена обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) реагентом ДН-9010. Дебит нефти увеличился до 14.7 т/сут, положительный эффект сохранялся в течение 33 месяцев, дебит также снижался до значения 10.8 т/сут в марте 2011 года. При этом безводная добыча продолжалась до мая 2006 года.
Кислотный ГРП проведен в апреле 2011 года. В результате дебит с 10.8 увеличился и в мае составил 52.4 т/сут. В последующий период наблюдалось снижение дебита нефти до 40.9 т/сут. Обводненность продукции составила 0.2%.
Дополнительная добыча нефти от применения кислотного ГРП на скважине №66 Гагаринского месторождения по данным отчета по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП) за первую половину 2011 года равна 1502.2 т.
В результате анализа отмечается регулярное снижение дебитов нефти (qн) как в начальный период разработки, так и после обработок ДН-9010 и кислотным ГРП. Построены зависимости изменения дебита qн во времени (t) для трех вариантов (рис. 3.1):
в начальный период разработки
qн = -5.3781 Ln t+23.257 (1)
с коэффициентом корреляции R=0.79;
после обработки ДН-9010
qн = -1.621 Ln t+ 15.913, R=0.69; (2)
после кислотного ГРП
qн = -11.068 Ln t + 51.513, R=0.94. (3)
Здесь t - порядковый номер месяца, для первого варианта время отсчитывается с начала эксплуатации, для второго и третьего - после обработки.
Рисунок 3.1 - Динамика дебитов нефти при обработках скважины
Снижение дебита нефти с начала разработки продолжалось до первой обработки в течение 53 месяцев, а после применения ДН-9010 положительный эффект сохранялся в течение 33 месяцев. Продолжительный период эффективной работы скважины с начала ее эксплуатации и после применения ДН-9010 позволил сделать прогноз динамики изменения дебита после кислотного ГРП, распространяя уравнение (3), полученное для начального периода после обработки кислотной ГРП на последующий период.
Рисунок 3.2 - Зависимость дебитов нефти с начала разработки
Совместное решение уравнений (3.2) и (3.3) показало, что эффект от кислотного ГРП будет наблюдаться в течение 43 месяцев. За этот период дебит нефти уменьшится до 9.8 т/сут (рис.3.3).
Рисунок 3.3 - Сравнение динамики изменения дебитов нефти на скважине 66 Гагаринского месторождения
По прогнозному дебиту проведен расчет добычи нефти по месяцам и накопленной добычи нефти, что позволило оценить предполагаемый технологический эффект от кислотного ГРП (табл.3.1). Так за первый год после ГРП прогнозируемая дополнительная добыча нефти составит 5965 т., за два года - 10259 т., за три года - 13490 т., за 43 месяца - 15047 т.
Темпы снижения дебита нефти после начала разработки и после кислотного ГРП близки (рис.3.3). Это приводит к выводу, что кислотный ГРП достиг поставленных целей:
улучшил фильтрационную способность ПЗП за счет увеличения площади фильтрации;
восстановил сообщаемость скважины с удаленной зоной пласта;
ПЗП перестала оказывать негативное воздействие на процесс нефтеизвлечения.
Таблица 3.1 - Динамика дебитов при обработках скважины
Порядковый номер месяцаКол-во рабочих днейДебит нефти, т/сутДобыча нефти за месяц, тНакопленная добыча нефти с начала эксплуатации, тс начала разработкипосле ДНпосле ГРПбез ГРПпосле ГРПбез ГРПпосле ГРП13123,314,6852,4721,0748,933732,933732,923019,513,5541,44585,91243,234318,834976,133117,313,5340,87537,8126734856,636243,143115,813,5536,17489,81121,335346,437364,453014,614,9333,70438,01011,035784,538375,363113,615,6131,68422,2982,136206,739357,573012,815,7429,98383,8899,336590,540256,883112,115,2128,50374,3883,436964,741140,293111,415,1627,19354,6843,037319,441983,2102810,99,9326,03304,5728,837623,842712,0113110,410,2324,97321,2774,237945,043486,112309,910,324,01296,8720,338241,844206,513319,510,1323,12293,3716,838535,144923,314309,110,2622,30271,9669,138807,145592,415318,710,5721,54269,5667,739076,546260,216318,310,4220,83258,7645,639335,346905,817308,010,520,15240,6604,639575,947510,418317,710,4519,52239,1605,239814,948115,619307,414,3118,92222,6567,740037,648683,320317,110,7118,36221,5569,040259,149252,421316,910,8617,82213,4552,340472,549804,722286,610,5717,30185,7484,440658,250289,123316,410,8716,81198,2521,140856,450810,224306,211,1416,34185,0490,141041,451300,425315,910,7615,89184,3492,541225,751792,826305,710,9415,45172,0463,641397,752256,427315,510,3515,03171,5466,141569,252722,528315,39,5114,63165,4453,641734,653176,129305,110,1414,24154,4427,341889,053603,430315,010,4113,87153,9429,942043,054033,331304,89,8613,51143,7405,242186,654438,532314,611,2613,15143,2407,842329,854846,333314,510,8112,81138,0397,242467,855243,534284,310,2012,48120,2349,542588,055593,035314,110,1512,16128,2377,042716,255970,136304,010,1011,85119,5355,542835,756325,637313,810,0611,55119,0358,042954,756683,538303,710,0211,25110,8337,643065,557021,139313,69,9710,96110,2339,943175,757361,040313,49,9310,68106,0331,243281,657692,241303,39,8910,4198,6312,343380,258004,642313,29,8510,1497,8314,543478,058319,043303,09,829,8890,9296,543568,858615,6
Проанализировав результаты проведения КГРП на залежи нефти пласта Бш Гагаринского месторождения, перенимаем опыт и рекомендуем КГРП, как мероприятия по увеличению производительности скважин на залежи нефти пласта Фм Гагаринского месторождения.
3.3 Внедрение кислотного гидроразрыва пласта при добыче нефти
Процесс КГРП осуществляется на нефтяных залежах для вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов порового типа:
1.проницаемостью, мкм2 менее 0,05
2.глубиной залегания, м не более 3600
.эффективной толщиной, м не менее 3
.пористостью, % 10-20
Основными критериями подбора скважин под КГРП являются:
1.Пласты с ухудшенной емкостно-фильтрационной характеристикой (заглинизированы, неоднородны по разрезу скважины).
2.Скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти по сравнению с потенциальным (проектным).
Скважины должны быть технически исправными, качество цементирования должно гарантировать надежное разобщение пласта, подвергаемого ГРП, с выше и ниже залегающими объектами.
Этим условиям удовлетворяет скважина №413 залежи нефти пласта Фм. По состоянию на 01.01.2012 г. она находится в о